состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД, ЛИКВИДАЦИИ МЕЖПЛАСТОВЫХ И ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ, содержащий кремнийорганическую жидкость и спиртсодержащий раствор, отличающийся тем, что в качестве кремнийорганической жидкости он содержит водно-спиртовые растворы этилсиликоната натрия - ГКЖ-10 или метилсиликоната натрия - ГКЖ-11, а в качестве спиртсодержащего раствора - водный раствор поливинилового спирта с концентрацией 5,0 - 7,5% при их объемном соотношении 1 : 1.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ на скважинах.

Известен гелеобразующий состав для изоляции пластовых вод, основанный на применении карбоксилметилцеллюлозы, лигносульфонатов, хроматов и воды. Состав используется при температуре пласта до 80^оС.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является кольматирующий состав для скважин, состоящий из олигоорганоалкоксихлорсилоксана и воды с добавкой одноатомного спирта.

Недостатками известного состава являются: невысокая изолирующая способность состава и то, что использование олигоорганоалкоксихлорсилоксана связано с повышенной опасностью проведения водоизоляционных работ, так как они в своем составе содержат остаточный хлор (до 6% и более). Указанное соединение является токсичным, взрыво- и пожароопасным, коррозионно-активным.

Цель изобретения - повышение эффективности и безопасности проведения работ по изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков на скважинах.

Состав содержит кремнийорганическую жидкость и спиртосодержащий раствор, а в качестве кремнийорганической жидкости - водно-спиртовые растворы этилсиликоната натрия - ГКЖ-10 или метилсиликоната натрия - ГКЖ-11, в качестве спиртосодержащего раствора - водный раствор поливинилового спирта с концентрацией 5,0-7,5 мас.% при их объемном соотношении 1:1.

Кроме того, изобретением предусмотрено использование поливинилового спирта с кремнийорганической жидкостью (ГКЖ-10 или ГКЖ-11) для получения изолирующего материала.

Состав готовят растворением в воде поливинилового спирта (ПВС) при нагревании до 80^оС, далее в полученный раствор добавляют ГКЖ-10 или ГКЖ-11 в объемном соотношении 1:1.

Поливиниловый спирт (ПВС) - продукт щелочного омыления поливинилацетата, по внешнему виду - порошок или крупинки белого или желтоватого цвета, хорошо растворим в воде. Свойства нормируются ГОСТ 10779-78.

Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-10 или ГКЖ-11) - 30%-ный водно-спиртовый раствор этилсиликоната натрия или метилсиликоната натрия, хорошо растворим в воде. Свойства жидкости нормируются ТУ 6-02-696-76.

В основе образования плотного резиноподобного геля лежит следующая реакция:

+HOOH OOH+H₂O

Образующийся плотный резиноподобный гель является закупоривающей массой для пор породы.

Лабораторные испытания проводили в два этапа. Первый этап включал определение времени образования и качества изолирующего материала. Результаты сведены в табл. 1.

Для дальнейшей работы с керновым материалом в условиях, приближенных к пластовым (второй этап), были выбраны составы: 5 мас.% раствор ПВС + ГКЖ-10 при объемном соотношении 1:1; 7,5 мас.% раствор ПВС + ГКЖ-10 при объемном соотношении 1:1; 10 мас.% раствор ПВС + ГКЖ-10 при объемном соотношении 1: 1, так как качество изолирующего состава при этом соотношении удовлетворяет поставленной задаче.

На втором этапе лабораторные эксперименты проводили на установке УИПК-1М (установка исследования проницаемости керна). Для экспериментов брали керн с различных месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Эксперимент проводили в определенной последовательности:

1. Керн экстрагировали, высушивали и определяли его газопроницаемость;

2. Проводили насыщение керна пластовой водой под вакуумом и определяли его проницаемость по пластовой воде при t = =80^оС.

3. Керн помещали в установку УИПК-1М и проводили закачку состава: водный раствор ПВС и ГКЖ-10 при объемном соотношении 1:1. Результаты эксперимента сведены в табл. 2.

П р и м е р 1. В водонасыщенный образец N 2, имеющий проницаемость по воде 2,0 х 10^-3 мкм², задавливали состав на основе 5 мас.% водного раствора ПВС с ГКЖ-10 при объемном соотношении 1:1. Скорость задавки 1 см³ за 66 с при давлении Р = 0,64 МПа^. t = 80^оС. После выдержки на реакцию в течение 12 ч вновь замеряли проницаемость образца по пластовой воде при первоначальных условиях фильтрации. Фильтрация отсутствует, произошла полная закупорка образца.

П р и м е р 2. В водонасыщенный образец N 3, имеющий проницаемость по воде 1,6 х 10^-3 мкм², задавливали состав на основе 7,5 мас.% водного раствора ПВС и ГКЖ-10 при объемном соотношении 1:1. Скорость 1 см³ за 32 с при давлении Р = 1,28 МПа. t = 80^оС. После выдержки на реакцию в течение 12 ч вновь замеряли проницаемость по воде при первоначальных условиях фильтрации. Проницаемость составила 0,07 x 10^-3 мкм². Проницаемость снизилась в 230 раз.

П р и м е р 3. В водонасыщенный образец N 5, имеющий проницаемость 2,8 ^. 10^-3 мкм², задавливали состав на основе 10 мас.% водного раствора ПВС с ГКЖ-10 при объемном соотношении 1:1. Скорость задавки 0,1 см³ за 90 с при давлении Р = 15,0 МПа. t = 80^оС. После выдержки на реакцию в течение 12 ч вновь замеряли проницаемость по воде при первоначальных условиях фильтрации. Фильтрация отсутствует, произошла полная закупорка образца.

Применение 5,0-7,5 мас. % водного раствора ПВС с ГКЖ-10 дает снижение проницаемости кернов по пластовой воде от 122 раз до нуля, что дает хорошую изоляцию пластовой воды (снижение проницаемости кернов по прототипу 10 раз).

Технология проведения работ на скважинах.

Скважину, в которую через перфорационные отверстия поступает из пласта нефть с водой, останавливают. После промывки скважины через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные до середины интервала перфорации, прямой циркуляцией проводят закачку водоизоляционного состава в определенных последовательности и объемах:

1. Смесь 5,0-7,5 мас.% водного раствора

ПВС с ГКЖ-10 в объемном соотношении 1:1 1 м³;

2. Продавочная жидкость в расчетном объеме.

Водоизолирующий состав доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство, продавливают водоизоляционный состав в пласт. По окончании продавки водоизоляционного состава в пласт проводят обратную промывку с противодавлением 0,5-0,7 мПа в количестве 1,5-2 объемов НКТ, скважину закрывают и выдерживают под давлением для проведения реакции в течение 12-24 ч. По истечении указанного срока скважину осваивают.

По предлагаемой технологии были проведены работы по ликвидации заколонного перетока на скважине Р-603 Северо-Айваседо-Пуровской площади.

Пласт БП₁₂ был перфорирован в интервале 2635-2699 м. По кеpну пласт представлен песчаником светло-серым, крепким, а по материалам ГИС интерпретировался как продуктивный.

В интервале 2692-2703 м отмечалось плохое сцепление цементного камня с эксплуатационной колонной.

После перфорации и снижения уровня получили непереливающий приток нефти с пластовой воды.

Для ликвидации перетока воды снизу провели ремонтно-изоляционные работы составом на основе ПВС и ГКЖ. В результате проведения РИР переток пластовой воды снизу был ликвидирован.

Предлагаемый состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков является двухкомпонентным, прост в приготовлении, технологичен. Предлагаемые материалы являются доступными, выпускаются отечественной промышленностью в достаточном количестве. Экономическая эффективность оценивается стоимостью приращенных запасов нефти и газа при переводе их в промышленную категорию С₁.